抽蓄电站参与市场的国际经验与国内路径

抽蓄电站参与市场的国际经验与国内路径

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部” ID：nyqbyj 作者：李司陶 国网能源研究院财会与审计研究所）

2021年5月，国家发展改革委出台了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（以下简称《意见》）。《意见》规定抽蓄电站采用两部制电价，以竞争性方式形成电量电价，完善容量电价核定机制。《意见》还对电力市场建设过渡时期，抽蓄电站逐步参与市场的衔接机制进行了设计，明确了加快推动抽水蓄能电站建设，确立独立市场主体地位、平等参与市场的政策方向。

一、抽蓄电站参与市场的国际经验

（一）英国抽蓄电站参与市场情况

从英国经验来看，即使在有现货市场的地区，抽水蓄能电站参与电力市场仍然离不开相当比例的固定收入。根据英国电力系统运营商National Grid ESO和最大抽蓄电站业主First Hydro Company披露的数据，2019年专属中长期辅助服务收入大概占抽蓄电站总收入的19%左右，除此之外还有从竞争性容量市场和竞争性中长期辅助服务市场获得的固定收入。

在专属辅助服务收入方面，根据National Grid ESO披露的信息，“或有旋转出力”（Optional Spin Gen，抽蓄专属）在2019年共支出约0.635亿英镑。而First Hydro Company的财报显示，其当年收入为2.53亿英镑（抽蓄电站经营是其唯一业务），该公司名下的抽蓄电站约占英国全国总容量的75%。据此估算，专属中长期辅助服务收入大概占抽蓄电站总收入的19%左右。

在容量市场收入方面，以OFGEM发布的2019/2020年度容量市场运行报告为例：该年度的拍卖中，First Hydro Company在4年期容量市场（即2019/2020年度拍卖，2023/2024年度保证容量可用）中标1815MW，中标价6.44英镑/kW•年；在3年期容量市场（即2019/2020年度拍卖，2022/2023年度保证容量可用）中标1730MW，中标价15.97英镑/kW•年。两项分别产生0.117亿英镑和0.276亿英镑的收入。

在竞争性中长期辅助服务方面，竞争性中长期辅助服务的招标是分散进行的。以First Hydro Company旗下的Ffestiniog电厂为例，该电厂的2、3、4号机组分别通过4次竞标，获得了在2017年4月至2019年10月的固定快速备用（Firm Fast Reserve）资格。中标结果中约定了调用时的技术要求和付费标准。

（二）美国抽蓄电站参与市场情况

根据美国能源部发布的《2021年美国水电市场报告》介绍，抽水蓄能电站的收入来源包括：容量市场收入、电能量市场收入、辅助服务市场收入三大部分。以下为该报告对PJM和CAISO地区典型抽蓄电站的收入拆解：

（1）PJM地区典型抽蓄电站Seneca。该电站约有50%的收入来自电能量市场，30%左右的收入来自容量市场，剩余部分来自辅助服务市场。

（2）CAISO地区典型抽蓄电站Helms和JS Eastwood。这两座电站来自电能量市场和辅助服务市场的收入约各占一半，没有直接的容量市场收入。但CAISO将容量充裕性义务摊派到各公共事业公司，因此这两座电站会被所属的公共事业公司用于满足自身的容量义务，或者将指标卖给其他的公共事业公司。如果按照2018年水平，将容量指标交易均价折算为货币收入，则可占电站总收入的25%左右。

在目前的市场状况下，美国抽蓄电站只是获得基本的财务平衡。《2021年美国水电市场报告》指出，从2010年到2019年的十年间，美国抽蓄电站容量仅增长了约6%（从20567MW到21900MW），其中仅有42MW的Olivenhain-Hodges电站属于新建，其余都是存量机组扩容。美国阿贡国家实验室2014年发布的报告认为：“发展新的、财务可行的抽蓄项目是有挑战性的任务。……首要问题是市场条件不能给予抽蓄项目足够的货币收益，无法令业主做出合理的投资决定。”

二、我国抽蓄电站价格机制与市场的衔接设置

此次出台的《意见》中明确，以竞争性方式形成电量电价，完善容量电价核定机制。两部制的价格模式，更符合抽蓄电站的成本结构，也能充分反映抽蓄电站在容量充裕性、备用、黑启动等方面的多元价值。组合使用市场化方式和激励性方式，既可以激发抽蓄电站追求精准投资、高效运营的积极性，也能避免过高的亏损风险导致无法推进建设。这也为日后氢能、电化学等其他储能的电网侧应用提供了借鉴模板。

《意见》中多处体现了市场化定价方法，同时强化与电力市场建设的衔接：一是在电力现货市场运行地区，电量电价按照现货市场价格执行。这使得抽蓄电站进行削峰填谷服务的价值由市场机制确定。二是鼓励抽蓄电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，上一监管周期内形成的相应受益，以及执行抽水、上网电价形成的收益，抽水蓄能电站可以分成，亏损则由抽蓄电站全部自担。这样的制度设计在抽蓄电站投产前可以使业主在设计、投资环节更为审慎，在投产后可以激励抽蓄电站不断优化自身的技术效率和经营策略。三是提出容量电费调整机制，随着电力市场建设和产业发展的实际需要，适时或根据抽蓄电站主动要求，降低政府核定容量电价覆盖电站机组设计容量比例。逐步推动抽蓄电站主要依靠市场获得收入，避免不合理利润或不准确投资信号的出现。

《意见》在与市场衔接方面的设计意义重大，明确了管制性定价的过渡意义，未来应该由市场决定资源配置。

三、我国抽蓄电站市场化路径上的关键问题

虽然目前我国电力市场还在逐步建设，但市场在资源配置中起决定性作用是大势所趋。因此有必要对抽蓄电站参与电力市场路径上的关键问题进行研究。

一是完善市场体系，充分体现多元价值。抽蓄电站容量电价使用管制型方式核定的根本原因，在于目前我国电力市场，至多只能反映抽蓄电站的削峰填谷价值；而抽蓄电站提供的容量充裕性、备用、黑启动等价值没有合理的补偿渠道。只有在建立了完善的市场体系，使得抽蓄电站的价值能够得到全面认可以后，抽蓄电站的价格机制才能全面市场化。

二是明确主体角色，构建公平开放环境。由于历史政策等方面原因，我国抽蓄电站基本属于电网企业资产。在电力体制改革的目前阶段，电网络平台、系统调度机构、电网企业售电业务、电网企业所属的抽蓄电站、社会资本投资的抽蓄电站之间关系尚未完全厘清。因此抽蓄参与市场，还存在调控权归属、监管与非监管业务界限等一系列问题。只有彻底厘清各主体的角色，才能构建公平开放、稳定高效的电力市场。

三是加强内功修炼，适应市场波动风险。从抽蓄电站的角度来看，参与市场意味着竞争和风险。一方面，抽蓄电站需要强化竞价策略、运营效率，才能在市场竞争中获得更多回报；另一方面，市场价格不断波动会加大抽蓄电站经营的风险，抽蓄电站可以通过优化资本结构等方式，从财务金融层面强化风险应对能力。